万家寨水电站运行优化措施

万家寨水电站运行优化措施

黄河万家寨水库位于河流上游，距开口峡谷大桥断裂水库首席法官。这是黄河上游梯子发展的第一阶段。他的左岸是山西省的偏关县，右岸是内蒙古的准格尔旗。枢纽主要任务是供水、发电、防洪、防凌,库容8.96m3,向晋蒙两地每年供水14亿m3。电站装机1080MW,安装6台立轴混流式水轮发电机组,属华北电网大型骨干水电调峰电源。1998年11月首台机组并网发电,2000年底6台机组全部投产。至2004年4月底,累计发电82亿kWh,出力最高达1174.5MW,日发电最高达2232万kWh,月发电纪录为3.4889亿kWh,为晋蒙两地发展作出了巨大贡献。万家寨水利枢纽设计多年径流量200.6亿m3,用于发电和冲沙水量192亿m3,设计多年平均入库沙量1.49亿t。万家寨水库自1998年10月下闸蓄水以来,入库水量一直偏枯,1999~2003年来水量平均为125.6亿m3,仅达到设计多年平均来水量的65%;年均来沙量为0.3亿t,为设计多年平均来沙量的30%,水库淤积1.4亿m3。由于枢纽坝址黄河来水来沙发生重大变化,水库调度和运用显得比较复杂;电站又分别接入山西电网和内蒙古电网,且这两个电网不许在万家寨联网,其生产管理以及与电网和水调的协调都比较特殊;机组参与网间潮流调整,经常在较差工况下运行,出现振动大、摆度超标、转轮裂纹等一系列问题;部分附属设备缺陷较多,这些状况不但影响生产安全,也直接影响发电运行效益。根据水库运用和电站运行实际,为充分利用万家寨水库有限的水能资源,为两网提供优质电能和可靠事故备用容量,实现社会和经济效益最大化,本文进行了一些探索。1优化电量生产计划,确保生产任务完成1.1合理制定年度计划根据黄河泥沙含量大的特点,借鉴三门峡枢纽运行经验,水库采用“蓄清排浑”运用方式,将生产运行分以下几个时段进行:每年8~9月为排沙期,10月至翌年4月为蓄水期,5~7月为供水期,6~9月为伏汛期,11月至翌年3月为凌汛期。为充分发挥发电经济效益,积极加强与水调和电调的沟通,根据黄河水情和电网负荷合理制定年度电量计划,并根据实际来水情况进行调整。1.2优化制定阶段电量计划根据水库中期来水预报和发电设备情况科学制定阶段电量计划,力争做到不弃水而使水库来水全部通过机组发电泄流,最大限度提高发电效益。1.2.1凌汛期由于冬季结冰,黄河上游宁夏与内蒙境内河段每年都要封河。11月中旬至翌年2月中旬封河前,上游水库加大泄量以防止出现小流量封河形成冰塞,使过流断面变小,万家寨水库入库流量增至500m3/s左右,限制水位为955~960m,故要求日发电量800万kWh。封河后,入库流量减至100~350m3/s,库水位逐渐蓄至965m,电站只调峰。为迎接开河期释放的槽蓄水量,2月底库水位降至955m左右运行,2月底至3月下旬日均发电量1000万kWh,特别是凌汛洪峰到来的(3月中旬)一周左右日发电量应达1600万kWh。为充分利用凌汛释放的槽蓄水量,开河后一段时期内应在注重加大发电量的同时逐渐存蓄水量,抬高库水位(从955m蓄至977m),以增加机组出力,降低耗水率。1.2.24~6月4~6月,凌汛后入库流量逐渐减小,6月减至100m3/s左右而进入枯水季节,为保证黄河下游用水和中游的不断流,需保证平均出库流量不少于100m3/s,电站只调峰。1.2.3伏汛期6月中旬至9月为伏汛期,平均入库流量300~400m3/s,库水位需限制在966m以下,日发电量500万kWh。10月,上游冬灌使得入库流量减少,电站基本做调峰运行。1.2.4特殊时期在某些特殊时期,如黄河调水调沙试验、引黄济津,或者遇到紧急、重大事项必须按照黄河水调指令进行水量调节,同时应积极与电调协商及时调整发电计划以力保发电效益。2优化水库调度方式,降低发电耗水率2.1提高伏汛后期运行限制水位根据万家寨河口镇~万家寨区间洪水的特点,在保证防汛安全的前提下,分时段采用不同的汛期限制水位,尽量抬高伏汛后期水库运行水位,降低机组发电耗水率,提高发电经济效益。万家寨坝址洪水来源有2部分:一是头道拐以上黄河干流洪水,主要来自兰州以上,到万家寨要历时12天,而兰州~头道拐区间为大面积干旱沙地和大面积灌区,是黄河径流支出区,因此干流洪水基本受上游龙羊峡、刘家峡水库控制,不会对万家寨枢纽形成威胁;另一是头道拐至坝址区间洪水(不计大黑河),这部分洪水具有汇流时间短,局部强度大,时段特定性的特点,对万家寨枢纽构成一定威胁。根据原设计方式,万家寨库区伏汛分3个时段,汛前期:06-16~07-15、主汛期:07-16~08-15、后汛期:08-16~09-15。原设计方式要求:汛前期水库限制水位降至966m,主汛期和后汛期一直保持该汛限水位,后汛期如进行排沙还要降至957~952m排沙水位。在汛前期和主汛期时段内,水库按照汛限水位运行是必要的,而在后汛期时段内,区间已无特大暴雨且枢纽泄流能力也满足要求,故从防洪考虑可以适当抬高汛限水位。从排沙考虑,干流来水可预见期较长,具备排沙流量时能够及时降低水位,没有必要长时低水位运行。为充分发挥水库的防洪和水利综合效益,结合工程设计洪水和泥沙特点,保证枢纽安全、库尾泥沙淤积不影响上游内蒙河段的前提下,电站组织有关单位就汛期运用水位进行了专题研究。拟实施分期汛限水位,主汛期仍采用966m汛限水位,后汛期汛限水位抬高至970~974m。据测算,提高后期汛限水位后每年可增发电量2.09~2.64亿kWh;如果考虑最不利情况,即后汛期最高运用水位为970m,具备排沙运用条件时,还要降低至排沙水位运用,每年仍可增发电量0.85亿kWh,从而给电站带来直接经济效益。3.2提高凌汛期实际运行水位黄河凌汛期一般在11月下旬开始流冰花,12月中旬封冻至次年3月平均约110天,封河期槽蓄水量平均14亿m3,3月下旬宁蒙河段开河,形成10天左右约1500~3000m3/s的凌峰流量。由于库尾河段河道窄、弯道卡口多,冰凌无法顺利入库,很容易形成冰坝,直接威胁两岸人民生命财产,因此在凌汛期万家寨水库被迫降低运行水位,根本无法按照设计水位运行,这降低了机组出力而提高了耗水率,影响电站经济运行。经分析研究,根据万家寨库区冰情的特点,为使水库能够在凌汛期按照设计水位运行,决定抬高移民搬迁线,由现行的984m抬高到987m,在移民线抬高后水库按照设计水位运行每年可增发电量1.5亿kWh。4优化设备运行方式,确保运行经济性4.1优化机组运行方式,降低生产成本由于机组在运行中出现了振动大、摆度超标、转轮裂纹等问题。在2001、2002年电站委托有关科研单位进行了机组在不同水头、不同负荷情况下的真机综合测试。测试结果,在低水头(58m)工况下,负荷在108万~180MW范围内,机组各主要部位振动基本满足要求;尾水管压力脉动强度随着负荷降低而加剧,负荷在60MW以下时尾水管压力脉动比80MW以上负荷高出3倍。在高水头工况(78m)下,负荷在140MW以上,机组各主要部位振动基本满足要求;负荷在12万以下时,尾水管压力脉动比在14万以上时高出3倍。根据科学测试和运行实践绘制了机组运行振动区域图,据此制定了“电站优化运行方式和限制机组最低出力线”方案,本着开机就多带负荷,带就避过振动区的原则,尽可能采取停机备用,控制旋转备用,争取合理负荷以避开机组振动区域运行或尽量减少在振动区域运行时间,延长机组大修周期和使用寿命,降低生产成本,确保机组以较经济状态运行。具体方式为:当水位在960m以下时,单机负荷高效区在100~160MW,限制80MW以下运行;当水位在960~968m时,单机负荷高效区在120~180MW,限制100MW以下运行;当水位在968m以上时,单机负荷高效区在140MW以上,限制120MW以下运行;由于机组还参与网间潮流调节,需经常偏离设计工况而加剧振动,对机组各部零件损害加大,根据电网要求机组必须在振动区域运行时,由运行人员合理分配机组间的负荷,尽量只让1台机组带低负荷在振动区运行,而让其他机组在振动区域外参与调节。4.2加强技术改造,提高自动化运行水平由于设计、制造、安装等原因和电站处于高寒地带以及黄河泥沙含量大的特点,在投运初期电站设备存在较多问题,运行状况难以达到要求,如很多阀门关不严,滴冒跑漏现象严重;二次接线存在问题,保护误动拒动时有发生;自动装置常出故障,手动操作频繁。针对以上状况,为确保设备安全可靠运行,重点加强技术改造研究,逐步加大改造力度,提高设备自动化水平。每年定期进行设备检修,及时完成设备消缺,广泛开展QC活动,为技术改造奠定基础。几年来,陆续改造了快速门控制系统、监控系统、中低压气系统、机组油压装置等大约50余项。经过定检、消缺和改造,设备安全性、稳定性、可靠性以及生产自动化程度都显著提高,降低了运行人员误操作率和检修人员的劳动强度,大大提高了电站运行的经济性。5优化电量分配,争取发电效益最大化由于万家寨电站分属2个电网,所给万家寨的上网电价存在一定的差额,这使得生产管理以及与电网和水调的协调比较特殊。在电力供应紧张的情况下,担负调峰任务的万家寨水电站必须满足2电网的要求确保其安全;其它情况下则应尽量挖掘潜力,优化分配2网电量,确保向电价高的多送电,争取发电效益最大化。另外,采取多种方式加强内部管理,于2002年按照国家有关规定,以发电效益为中心,以安全生产为基础,以提高人员素质为保证,以从严管理为手段,开展了全员参与、全方位管理的“双达